ГРСИ 49630-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Балашов, объект № 1) Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
49631-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Балашов, объект № 1) Нет данных, ГРСИ 49630-12

Смотреть ГРСИ
49629-12

Номер госреестра:

49630-12

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Техносоюз", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № trial

об

утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала

«Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский»

ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена

для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интер-

валы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень – трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформато-

ры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электро-

энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерений активной электро-

энергии по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные

измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и тех-

нические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО

«Оборонэнергосбыт» HP ProLiant DL180R06, основной и резервный серверы баз данных (БД)

ОАО «Оборонэнергосбыт», устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ)

УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-

ответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям си-

лы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за пе-

риод реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM-сеть поступает на уровень регио-

нального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программ-

ного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на ко-

эффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические вели-

чины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последую-

щую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинно-

го обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При отказе

основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по техно-

логии GSM с использованием пакетной передачи данных GPRS. В качестве устройства переда-

чи данных используется GSM/GPRS-модем Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется

хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Переда-

ча информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью

электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Лист № 2

всего листов 8

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации сис-

темного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сиг-

налам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погреш-

ность синхронизации не более ±0,35 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано с

временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия

расхождения. Сличение времени счетчиков с временем ИВК «ИКМ-Пирамида» производится

каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени осуществ-

ляется при расхождении с временем ИВК «ИКМ - Пирамида» вне зависимости от наличия рас-

хождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы,

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-

руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректи-

ровке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО

«Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1) используется ПО "Пирамида 2000" версии 3.0, в со-

став которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида 2000" обеспечивает

защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с

правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обес-

печиваемое программными средствами ПО "Пирамида 2000".

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

MD5

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

вание ПО

(идентифика-

Идентификаци-

Номер версии

Наименование ПОонное наимено-

он

ны

й но-

мер) ПО

Цифровой иден-

тификатор ПО

(контрольная сум-

ма исполняемого

кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифика-

тора ПО

CalcClients.dll3

CalcLeakage.dll3

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

CalcLosses.dll3

Metrology.dll3

ParseBin.dll3

ParseIEC.dll3

Модуль вычисления значений

энергии и мощности по группам

точек учета

Модуль расчета небаланса энер-

гии/мощности

Модуль вычисления значений

энергии потерь в линиях и

трансформаторах

Общий модуль, содержащий

функции, используемые при вы-

числениях различных значений

и проверке точности вычисле-

ний

Модуль обработки значений фи-

зических величин, передаваемых

в бинарном протоколе

Модуль обработки значений фи-

зических величин, передаваемых

по протоколам семейства МЭК

Модуль обработки значений фи-

зических величин, передаваемых

по протоколу Modbus

ParseModbus.dll3

Лист № 3

всего листов 8

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

MD5

SynchroNSI.dll

Модуль обработки значений фи-

зических величин, передаваемых ParsePiramida.dll

по протоколу Пирамида

Модуль формирования расчет-

ных схем и контроля целостно-

сти данных нормативно-

справочной информации

Модуль расчета величины рас-

синхронизации и значений кор-VerifyTime.dll

рекции времени

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пира-

мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-

во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-

лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-

ков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические trial-

теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

«С» по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Вид

элек-

троэнер

гии

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

Номер

точки Наименова-

изме- ние объекта

ренийТТТНСчетчикИВК

Метрологические

характеристики

ИК

Основ- Погреш-

ная по-ность в

греш- рабочих

ность, условиях,

3456789

1.1

НТМИ-10

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 825

1.2

ПС 110/35/10

кВ "Хопер"

45000 кВА,

ЗРУ-10 кВ, 1

секция, Ф-

1018

ПС 110/35/10

кВ "Хопер"

45000 кВА,

ЗРУ-10 кВ, 2

секция, Ф-

1022

НТМИ-10

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 1376

ТПЛМ-10СЭТ-актив-

300/54ТМ.03М.01ная±1,2±3,3

Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 34901Зав. №ИВКреак-±2,8±5,4

Зав. № 33454 0812104136 «ИКМ тивная

ТПЛМ-10СЭТ-Пира- актив-

300/54ТМ.03М.01 мида»ная±1,2±3,3

Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 20786Зав. №реак-±2,8±5,4

Зав. № 33452 0810090339 тивная

Лист № 4

всего листов 8

789

1.3

РП Хлебная

база №43, РУ-

10 кВ, ф.

"КЭЧ"

100/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 6495

ТВЛМ-10

актив-

ная±1,1±3,0

реак-±2,6±4,7

тивная

1.4

НАМИ-10

10000/100

Кл.т. 0,2

Зав. № 3370

актив-

ная±0,9±2,9

реак-±2,3±4,5

тивная

1.5

——

актив-

ная±1,2±3,4

реак-±2,3±5,7

тивная

1.6

——

актив-

ная±1,2±3,4

реак-±2,3±5,7

тивная

1.7

Кл.т. 0,5

Зав. №

094210000000

003

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

актив-

ная±1,1±3,0

реак-±2,6±4,7

тивная

1.8

НТМИ-10

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 470

актив-

ная±1,1±3,0

1.9

№903, ф.

ПСЧ-

Зав. №

КТП 6/0,4 кВ

4ТМ.05МК.20

"Профилато-

— —

Кл.т. 1,0/2,0

рий"

1105110090

реак-±2,6±4,7

тивная

актив-

ная±1,2±3,4

1.10

кВ ДПРМ

ПСЧ-

Зав. №

КТП 10/0,4

4ТМ.0

МК.20

350, ввод 0,4

— —

Кл.т. 1,0/2,0

кВ

11121138

реак-±2,3±5,7

тивная

актив-

ная±1,2±3,4

1.11

ПСЧ-

КТП

10/0,4

4ТМ.05МК.20

кВ 706А, ввод——

Кл.т. 1,0/2,0

0,4 кВ

Зав. №

1111111549

ИВК

23456

ТПЛ-10

НОМ-10 СЭТ-

10000/1004ТМ.03М

Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 162Зав. №

Зав. № 53421

Зав. № 166 0811111465

РП 2, РУ-10ТОЛ-10СЭТ-

кВ, ввод 10 150/5 4ТМ.03М

кВ от ВЛ-10Кл.т. 0,5Кл.т. 0,2S/0,5

кВ Облком- Зав. № 47895 Зав. №

мунэнергоЗав. № 484760811111099

ПСЧ-

КТП №499,4ТМ.05МК.2

шина 0,4 кВ, 0

АвтодромКл.т. 1,0/2,0

(башня) Зав. №

1111114505

ПСЧ-

ВРУ 0,4 кВ4ТМ.05МК.2

"Автодром" 0

(КДП), ввод Кл.т. 1,0/2,0

0,4 кВЗав. №

1111111486

ТЛК-10-5

75/5

НАМИТ-10«ИКМ

ПКУ-10 кВ, 10000/100 -

на отп. от ВЛ- Кл.т. 0,5 Пира-

10 кВ Обл- Зав. № мида»

коммунэнерго

За

. №

0942100000

0811111619

094210000000

ТП-7, РУ-10ТПЛМ-10СЭТ-

кВ, ввод 10 100/5 4ТМ.03М

кВ от ВЛ-10Кл.т. 0,5Кл.т. 0,2S/0,5

кВ Облком- Зав. № 77567 Зав. №

мунэнергоЗав. № 032890811111142

реак-±2,3±5,7

тивная

актив-

ная±1,2±3,4

реак-±2,3±5,7

тивная

Лист № 5

всего листов 8

римечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 ÷ 1,05) Uн; ток (1,0 ÷ 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации:

– параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 ÷ 1,02) Uном; ток - (1 ÷ 1,2) Iном;

частота – (50±0,15) Гц; cos

=0,9инд;

– параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 ÷ 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока – (0,05 ÷ 1,2) Iн

; коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0.5 ÷

1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота – (50 ± 0,4) Гц;

– допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус

40 ˚С до + 50˚С; для счетчиков от минус 40 ˚С до + 60 ˚С;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Iном, cos

= 0,8 инд и темпе-

ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до

+ 35 °С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ

1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ

ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по

ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

(см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 на од-

нотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборон-

энергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1)

порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемле-

мая часть.

9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т =

140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее Т =

165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-

ребойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

Лист № 6

всего листов 8

– коррекции времени в счетчике;

– журнал сервера:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и ИВК;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

– Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не

менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов,

объект №1) типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеКол-во, шт.

Трансформатор тока типа ТПЛМ-10 6

Трансформатор тока типа ТПЛ-10 1

Трансформатор тока типа ТВЛМ-10 1

Трансформатор тока типа ТОЛ-10 2

Трансформатор тока типа ТЛК-10 2

Трансформатор напряжения типа НТМИ-10 2

Трансформатор напряжения типа НАМИ-10 1

Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10 1

Трансформатор напряжения типа НОМ-10 2

Трансформатор напряжения типа НАМИ-10-95 1

Лист № 7

всего листов 8

Наименование

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.20

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

Кол-во, шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 49630-12 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт»

(по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1). Измери-

тельные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в марте

2012 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформа-

торы тока. Методика поверки";

Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Транс-

форматоры напряжения. Методика поверки";

СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся при-

ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1, являющейся

приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.167 РЭ;

•УСВ-2 – по документу «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Мето-

дика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной си-

стемы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре

средств измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-

чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-

матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО

«Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов,

объект №1).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Обо-

ронэнерго», г. Балашов, объект №1)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

Лист № 8

всего листов 8

ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной

энергии классов точности 1 и 2.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной

энергии.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволж-

ский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1).

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз» (ООО «Техносоюз»)

Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9

Почтовый адрес: 119270, г. Москва, Лужнецкая набережная, д.2/4, строение 37, 1 этаж

Тел.: (495) 639–91–50

Факс: (495) 639–91–52

E-mail:

info@t-souz.ru

www.t-souz.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-

зации, метрологии и испытаний в Курской области»

ФБУ «Курский ЦСМ»

Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Тел./факс: (4712) 53-67-74,

E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации № 30048-11 действителен до 01 декабря 2016 года.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян

м.п.«____»_____________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
42732-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУЭП "Облкоммунэнерго" Ангарские электрические сети"	Нет данных	ЗАО "Ирмет", г.Иркутск	4 года	Перейти
63966-16	Системы комплексного управления мультипроцессорные	МСКУ 6000	ООО "НПФ "Система-Сервис", г.С.-Петербург	2 года	Перейти
57616-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС 220 кВ "Дровнино № 700"	Нет данных	ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
56004-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовэнерго"	Нет данных	ООО "Интер РЭК", г.Москва	4 года	Перейти
23464-02	Системы измерения количества сжатого природного газа автоматизированные	СПГ-2	Мышкинский ЛПУ МГ филиала "Севергазпром", г.Рыбинск	1 год	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений